川口地區(qū)長6致密油藏成藏因素分析及儲(chǔ)層評價(jià)

梁承春，聶小創(chuàng)，吳云飛，吉園園，楊　帆

(中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽 745000)

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川口地區(qū)長6致密油藏成藏因素分析及儲(chǔ)層評價(jià)

梁承春，聶小創(chuàng)，吳云飛，吉園園，楊帆

(中國石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽 745000)

紅河油田川口地區(qū)長6致密油藏油氣富集程度及產(chǎn)能差異較大，通過油藏主控因素分析、儲(chǔ)層四性關(guān)系研究對儲(chǔ)層重新評價(jià);結(jié)合探明區(qū)塊開發(fā)情況，分析認(rèn)為沉積相帶、砂體厚度、儲(chǔ)層物性、風(fēng)化殼淋濾作用是影響油氣富集程度的重要因素；基于試油結(jié)果及測井資料的研究，確定了該地區(qū)長6油藏儲(chǔ)層的巖性與含油性下限、物性下限、電性下限，并分層位建立了吻合率較高的二次解釋模型，對儲(chǔ)層的綜合評價(jià)和該區(qū)開發(fā)部署具有指導(dǎo)作用。

紅河油田川口地區(qū)；主控因素；儲(chǔ)層評價(jià)；致密油藏

紅河油田川口地區(qū)的長6油藏為典型特低滲透油藏，目前已在ST2和ST1井區(qū)開展產(chǎn)能建設(shè)試驗(yàn)并獲得較好的開發(fā)效果。與ST2相比，其它區(qū)塊開發(fā)效果差且試油結(jié)果與測井解釋結(jié)論吻合度低，含油性在縱向上及平面上差異較大，特低滲透油藏富集規(guī)律的主控因素有待進(jìn)一步明確。本文在分析已有地質(zhì)資料基礎(chǔ)上，探討了影響致密油藏富集程度及產(chǎn)能的主控因素[1-5]，并通過開展長6特低滲透油藏四性關(guān)系等研究建立了測井二次解釋模型[6-7]；依據(jù)模型解釋結(jié)果，對應(yīng)用效果進(jìn)行分析。

1　成藏主控因素分析

1.1有利沉積相帶控制油藏平面分布

鄂爾多斯盆地大量勘探實(shí)踐表明，延長組生油凹陷控制長6油藏平面分布，三角洲前緣水下分流河道是油氣聚集的有利指向場所[8]。紅河油田長6儲(chǔ)集層所處相帶主要為三角洲前緣水下分流河道、河口壩和水下分流河道間灣微相(圖1)。對紅河油田試油井生產(chǎn)情況及其特征的分析表明，沉積微相與產(chǎn)能有直接關(guān)系。已開發(fā)高產(chǎn)井均分布在水下分流河道沉積微相上，而低產(chǎn)井位于水下天然堤和河口壩沉積微相。分析不同沉積微相下的砂體類型與儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)可知，有利沉積微相控制儲(chǔ)集體的物性，進(jìn)而影響低滲油藏的平面分布。

1.2砂體厚度控制油氣儲(chǔ)量規(guī)模

研究區(qū)發(fā)育多個(gè)巖性圈閉，具有較大砂巖厚度的巖性油藏是儲(chǔ)量的主體[9]。分析長62亞段砂體厚度平面分布圖，在HH105井區(qū)、ST2井區(qū)砂體厚度最大，基本上沿HH105-ST2方向，兩側(cè)砂體沉積厚度變小，反映出主河道與HH105-ST2方向一致。結(jié)合前人研究成果認(rèn)為，沉積時(shí)期，物源自南西向北東向推進(jìn)，形成多條分流河道。通過砂體分布、幾何形態(tài)、規(guī)模及連續(xù)性進(jìn)行非均質(zhì)性研究，長6油藏縱向及平面分布受砂體展布控制作用明顯。將高產(chǎn)井與儲(chǔ)層中心疊合，兩者吻合度較高，說明砂巖發(fā)育厚度和分布范圍是儲(chǔ)量規(guī)模及產(chǎn)能高低的先決條件。

圖1　高產(chǎn)井與長62沉積相關(guān)系

1.3儲(chǔ)層物性是影響油氣富集的關(guān)鍵因素

油氣從生烴凹陷向周圍運(yùn)移過程中，當(dāng)遇到儲(chǔ)層物性變差或者側(cè)向被泥巖封堵時(shí)即可聚集成藏；相對而言具有較好物性條件的儲(chǔ)層油氣容易聚集成藏。這是由于孔隙度、滲透率較高區(qū)域，生油巖與儲(chǔ)層配置關(guān)系好，源儲(chǔ)接觸面積大，油氣驅(qū)替原始流體所需動(dòng)力較小。

結(jié)合研究區(qū)沉積特征，儲(chǔ)層孔隙度、滲透率的平面分布規(guī)律與沉積規(guī)律一致性較強(qiáng)，高孔高滲帶的走向與河道的走向一致，單一河道內(nèi)部孔隙度、滲透率較大的地區(qū)，也是儲(chǔ)層厚度較大的地區(qū)(圖2、圖3)。因此主力砂體長62的辮狀水道是孔隙度、滲透率最大的地區(qū)，是下步尋找有利區(qū)的主要方向，且從試油井情況來看，儲(chǔ)層高產(chǎn)對物性要求更高。

圖2　高產(chǎn)井與長62砂厚關(guān)系

圖3　高產(chǎn)井與長62物性關(guān)系

1.4風(fēng)化殼淋濾作用有效改變下伏儲(chǔ)層物性

風(fēng)化殼具有較好的封堵能力時(shí)，可與沉積砂巖組合形成油藏；當(dāng)封堵能力差時(shí)，亦可作為油氣運(yùn)移通道破壞油氣聚集[10-11]。就研究區(qū)而言，風(fēng)化殼的形成過程對成藏有三個(gè)作用：①成藏動(dòng)力作用。在地層抬升到地面遭受風(fēng)化形成古河槽時(shí)，河槽下伏地層壓力明顯減小，導(dǎo)致離古河槽稍遠(yuǎn)區(qū)域產(chǎn)生剩余壓力，剩余壓力驅(qū)動(dòng)孔隙流體向古河槽附近砂體流動(dòng)到風(fēng)化不整合面，不整合面起到油氣運(yùn)移的通道作用；②砂體上傾方向遮擋成藏作用。當(dāng)風(fēng)化不整合面在后期壓實(shí)、膠結(jié)等物理、化學(xué)作用下可能失去原有的滲透性，與鄰近的砂體組合形成油藏；③淋濾改善儲(chǔ)層物性作用。通過編制研究區(qū)孔隙度、滲透率值與不整合面距離交會(huì)圖可知，剝蝕面之下儲(chǔ)層隨著距剝蝕面距離的增加，孔隙度、滲透率總體逐漸減小，說明淋濾作用向深部逐漸減弱，但深度達(dá)到距風(fēng)化剝蝕面65 m后，孔隙度、滲透率隨深度的增加變得沒有規(guī)律，說明此時(shí)的砂巖物性不再受淋濾作用的影響。通過對長62亞段初期產(chǎn)量最高的4口井(ST1-2井，15.8 t/d；SK1-6井，10.6 t/d；SK1-7井，14.0 t/d；SK1-1井，11.7 t/d)的分析，4口井產(chǎn)油層距風(fēng)化不整合面距離分別為40 m、49 m、28 m和29 m，在風(fēng)化殼淋濾作用有效距離65 m內(nèi)(圖4)。風(fēng)化淋濾作用也能很好地解釋該井區(qū)最靠近風(fēng)化不整合面的亞段儲(chǔ)層優(yōu)先改造成藏的實(shí)際生產(chǎn)特征。

圖4　高產(chǎn)井與長62底-不整合面地層厚度關(guān)系

1.5裂縫發(fā)育對油氣富集具有雙重作用

裂縫對改善儲(chǔ)層物性、促進(jìn)油氣運(yùn)移及聚集有重要意義。不同組系的構(gòu)造裂縫對儲(chǔ)層物性改善程度以及油氣運(yùn)聚能力的影響取決于構(gòu)造應(yīng)力場[8]。儲(chǔ)層中裂縫改變了儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)，長6特低滲透油藏油氣運(yùn)移受裂縫控制作用明顯。裂縫發(fā)育程度既可以改善儲(chǔ)層物性形成良好的油氣運(yùn)聚場所，又可疏導(dǎo)油氣造成油氣逸散，不利于油藏形成。

綜上分析可知，影響長6特低滲透油藏油氣富集程度及產(chǎn)能大小因素是多方面的，無論是風(fēng)化殼淋濾作用或是裂縫發(fā)育均是改善儲(chǔ)層物性的重要方面，但沉積相以及儲(chǔ)層物性是關(guān)鍵因素。

2　儲(chǔ)層評價(jià)

2.1低滲透儲(chǔ)層形成原因

根據(jù)巖心和鑄體薄片鑒定，長6儲(chǔ)層巖石顆粒以中、細(xì)粒為主，巖屑和長石體積分?jǐn)?shù)81.5%，成分成熟度低，破壞性的成巖作用如機(jī)械壓實(shí)和膠結(jié)作用使砂巖孔隙度大幅度降低[12]。結(jié)構(gòu)成熟度低，顆粒膠結(jié)類型主要為孔隙式，膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，顆粒支撐，點(diǎn)線接觸為主，流體運(yùn)移困難，進(jìn)一步降低儲(chǔ)層的滲透性[12-14]。因此巖石顆粒較細(xì)、破壞性成巖作用強(qiáng)、成分及結(jié)構(gòu)成熟度低、雜基含量較高是造成儲(chǔ)層低滲透性的主要因素。

2.2巖性與含油性下限

研究區(qū)取心資料少，無法用取心井的試油結(jié)果確定巖性、含油性的最低出油界限。統(tǒng)計(jì)52層具有試油數(shù)據(jù)層段的巖性數(shù)據(jù)及錄井含油級別結(jié)果表明，巖性均為細(xì)砂巖，油氣顯示級別為油跡以上(圖5)。由于電性對油氣響應(yīng)特征明顯，因此測井解釋的含油飽和度作為油氣評價(jià)的重要參數(shù)，統(tǒng)計(jì)60個(gè)試油產(chǎn)油層的測井解釋含油飽和度均在22%以上。因此確定將細(xì)砂巖、油跡、含油飽和度22%作為巖性和含油性下限。

2.3物性下限

利用經(jīng)過試油測試達(dá)到工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)層段的孔隙度、滲透率作為研究區(qū)油層有效厚度的物性下限。通過96個(gè)試油數(shù)據(jù)點(diǎn)的孔、滲數(shù)據(jù)建立交會(huì)圖版，表明油層點(diǎn)的孔隙度主要為12.0%～15.4%，滲透率主要分布為(0.51～12.12)×10-3μm2；油水同層點(diǎn)的孔隙度跨度較大，主要為9.0%～15.2%，滲透率在0.18×10-3μm2之上。最終確定油層有效厚度的物性下限為：孔隙度為9.0%，滲透率為0.18×10-3μm2。

2.4電性下限

四性關(guān)系研究表明，儲(chǔ)層含油性與電阻率、聲波時(shí)差、補(bǔ)償中子和補(bǔ)償密度密切相關(guān)，尤其與電阻率和聲波時(shí)差相關(guān)性最大[13-14]。利用96個(gè)試油數(shù)據(jù)點(diǎn)的補(bǔ)償中子以及補(bǔ)償密度建立交會(huì)圖版，油層的補(bǔ)償中子主要為10.4%～20.0%，補(bǔ)償密度基本上在2.49 g/cm3之下(圖5)。因此將補(bǔ)償中子孔隙度10.4%、補(bǔ)償密度2.49 g/cm3作為電性下限標(biāo)準(zhǔn)之一。

圖5　測井二次解釋有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)

電性下限中的聲波時(shí)差和電阻率下限是判別油水層的最重要依據(jù)，重點(diǎn)研究如何利用交會(huì)圖使測井解釋結(jié)論和試油成果吻合度更高。利用特殊測井資料建立交會(huì)圖并統(tǒng)計(jì)吻合率，再分層位建交會(huì)圖。

在陣列感應(yīng)電阻率與聲波時(shí)差交會(huì)圖的基礎(chǔ)上，利用常規(guī)電阻率與陣列感應(yīng)電阻率之間的線性關(guān)系反推出長6油藏深感應(yīng)電阻率與聲波時(shí)差交會(huì)圖，結(jié)合96個(gè)試油數(shù)據(jù)點(diǎn)進(jìn)行驗(yàn)證，認(rèn)為導(dǎo)致電阻率明顯偏低的油層點(diǎn)原因主要為距不整合面距離近、存在裂縫及讀值存在誤差等。去掉異常點(diǎn)后吻合率為87%，相對測井解釋有所提高。

分層建圖版主要是基于隨著深度增加，儲(chǔ)層壓實(shí)作用增強(qiáng)，而風(fēng)化殼淋濾作用減弱，導(dǎo)致油層電阻率及物性要求相應(yīng)提高的考慮，最終分3個(gè)亞段建立交會(huì)圖。通過試油數(shù)據(jù)修正后，總體上長61亞段吻合率為91%，長62亞段吻合率為93%，長63亞段吻合率為90%，與長6段圖版吻合率87%相比均有所提高。造成不吻合點(diǎn)的原因?yàn)樗幊练e相帶差異以及剝蝕程度差異不同，風(fēng)化殼淋濾強(qiáng)度不同等，因此反映物性的聲波時(shí)差和反映含油性的電阻率也有變化。

上述分析可知，儲(chǔ)層物性及電性響應(yīng)特征的差異是沉積相帶、風(fēng)化殼淋濾作用、地層埋深等多種因素共同作用的，通過分析對比，結(jié)合儲(chǔ)層含油性下限標(biāo)準(zhǔn)，最終測井二次解釋模型如表1、表2所示。

表1　最終測井二次解釋圖版數(shù)據(jù)

表2　儲(chǔ)層含油性下限數(shù)據(jù)

3　儲(chǔ)層評價(jià)應(yīng)用效果分析

依據(jù)二次解釋模型對研究區(qū)內(nèi)井進(jìn)行儲(chǔ)層重新評價(jià)，共解釋3 167層，其中解釋結(jié)論提高的有159層,解釋結(jié)論降低的有463層，解釋結(jié)論不變的有2 145層，新解釋儲(chǔ)層有400層。根據(jù)解釋結(jié)果，選擇部分井建議試油。以HH373井為例，在垂直井段1 789.9～1 795.0 m聲波時(shí)差平均值為235 μs/m，深感應(yīng)電阻率為24 Ω·m，原來的測井解釋為含油水層。結(jié)合儲(chǔ)層含油性下限及電性解釋圖版，本次解釋為油層，試油初期產(chǎn)油2.4 m3，含水6%。

在測井二次解釋及小層平面圖基礎(chǔ)上，應(yīng)選擇處在有利相帶、高孔高滲區(qū)、砂體厚度大的井進(jìn)行試油。除此原則外，選擇試油井時(shí)，要結(jié)合原始測井解釋結(jié)論，選取原始解釋和二次解釋均為油層的井以及原始結(jié)論為水層及二次解釋為油層的井進(jìn)行試油。

4　結(jié)論

(1)油氣富集程度及產(chǎn)能差異是多種因素共同作用的結(jié)果，其中沉積相及儲(chǔ)層物性是關(guān)鍵因素，風(fēng)化殼淋濾作用及裂縫發(fā)育均可有效改善儲(chǔ)層物性。

(2)巖石顆粒較細(xì)、破壞性成巖作用強(qiáng)、成分及結(jié)構(gòu)成熟度低、雜基含量較高是造成低滲透儲(chǔ)層的主要因素。

(3)通過對比分層位，選取分層位交會(huì)圖作為最終測井解釋模型，吻合度在90%以上，可滿足油層識(shí)別精度及儲(chǔ)層評價(jià)要求。

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編輯：趙川喜

1673-8217(2016)04-042-05

2016-04-07

梁承春，高級工程師，碩士，1973年生，1998年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(北京)油藏工程專業(yè)，2007年碩士畢業(yè)于長江大學(xué)石油與天然氣工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事低滲透油藏綜合研究及油水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析與管理工作。

中國石化集團(tuán)開發(fā)先導(dǎo)項(xiàng)目“紅河油田延安組低幅度構(gòu)造油藏評價(jià)與目標(biāo)優(yōu)選”(YTKF-2012-02)。

TE112.115

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